Metodologías avanzadas y herramientas para la evaluación técnico-económica de los impactos de implementación de almacenamiento

Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids

Autores

• Gregorio Fernández Aznar, Responsable de proyecto del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• Noemi Galán Hernández, Responsable de proyecto del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• Laura Giménez de Urtasun, Directora Estudios de Red y Smart Grids¹
• Daniel Marquina Cordero, Investigador del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• Juan José Pérez Aragüés, Responsable de proyecto del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• David Rivas Ascaso, Responsable de línea del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• Nelson Silveira Da Graça, Investigador del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
• Daniel Zaldivar Moreno, Investigador del Grupo de Estudios de Red y Smart Grids¹
  • ¹ Área de Sistemas Eléctricos, Fundación CIRCE

Resumen

Con el apoyo por parte de las directivas europeas para la transición energética, el foco en la evaluación de la capacidad de las redes de distribución para alojar la generación renovable y recursos como los Vehículos Eléctricos ha implicado un gran número de estudios particularizados en las redes de media y baja tensión. El proyecto ALMAGRID, como uno de sus objetivos, no sólo quiere contribuir a la consecución de ese aumento de la capacidad de las redes para alojar generación distribuida, sino que pretende además desarrollar una herramienta para la selección de las características y ubicación del almacenamiento más adecuado conforme a un aumento de las condiciones de calidad y seguridad de suministro en las redes de distribución.

Palabras clave

Almacenamiento, Herramientas de evaluación de escenarios, Distribución.

Introducción

Europa lidera la introducción de fuentes de energía renovables en la red eléctrica para contrarrestar el cambio climático y reducir la dependencia de las importaciones de energía. La Comisión Europea ha comunicado claramente su ambición y ha puesto en práctica varios instrumentos para estimular la investigación y el desarrollo tecnológico con el fin de hacer frente a los retos que se derivan de este cambio de paradigma hacia una energía baja en carbono, como ha sido el Programa Horizonte 2020, el actual programa European Green Deal y el futuro Horizon Europe.

Dentro de este marco, cada Estado ha adquirido unos objetivos específicos. En concreto, España tiene unos objetivos para 2030 que permitirán la transición hacia una economía prácticamente descarbonizada en 2050, y cuyas líneas principales son: a- Reducción de emisiones del 21% con respecto a los niveles de emisiones en 1990; b- Alcanzar una cuota del 42% de energías renovables sobre la energía final; c- Mejorar la eficiencia energética hasta el 39,6%; y d- Alcanzar el 74% de contribución al mix energético con centrales de energía renovable.

El sector de la distribución eléctrica es por tanto una pieza clave para la consecución de estos objetivos. Su responsabilidad es garantizar la estabilidad y la calidad de suministro en todo momento. Y, por tanto, ha comenzado a prepararse ante los retos técnicos propios de una gran penetración de generación renovable y la disminución del aporte de grandes centrales de energía convencional. Entre los retos más importantes están la evaluación de las redes de distribución y su actual capacidad para albergar el recurso distribuido que se plantea, tanto por aumento de generadores, como por el aumento del uso de VE y electrificación de consumos tradicionalmente térmicos; y afrontar el carácter propio de la energía renovable: su intermitencia, la disminución de la gestionabilidad, así como la reducción de la inercia del sistema eléctrico.

El almacenamiento es un elemento que puede aportar un gran valor añadido y ayudar a hacer frente a los retos mencionados. Ya ha demostrado ser clave en aplicaciones de soporte a la red, como la regulación de frecuencia, reducción de picos, etc. Y ahora, desde el proyecto ALMAGRID, se apuesta por el desarrollo de herramientas de planificación, simulación y ensayo que permitan la evaluación del impacto técnico-económico de la integración de soluciones de almacenamiento en el sistema de distribución eléctrica.

En el presente artículo se presenta una pequeña perspectiva de la evolución de cómo se ha preparado el sector de la distribución eléctrica. Comenzando por el planteamiento de estudios de capacidad de la red de distribución actual ante los futuros escenarios de penetración de recursos distribuidos; la preparación de hojas de ruta para el despliegue de la tecnología necesaria; hasta llegar a plantear herramientas que permitan evaluar el impacto técnico-económico de inversión en diferentes escenarios en la red. Además, se expondrá en detalle el planteamiento del proyecto ALMAGRID para el desarrollo de las herramientas de planificación de integración de soluciones de almacenamiento.

Evolución en el análisis hacia el nuevo paradigma en distribución eléctrica

La red de distribución, de forma general, puede llegar a tener una vida útil de más de 30 años. Su extensión es muy amplia y ramificada. Se estima que en España podría contar con hasta 1 millón de kilómetros de líneas para permitir el suministro a todos los clientes. En el momento de su despliegue, se diseña contando con márgenes de capacidad amplios que permitan poder asumir ciertos aumentos de demanda sobre la misma durante ese tiempo. Sin embargo, el despliegue masivo de recursos distribuidos, como generación renovable o vehículos eléctricos, puede suponer grandes cambios en la misma, y por ello el sector de la distribución ha visto necesario evaluar los cambios necesarios y planificar su implementación según las previsiones de necesidad en función de las zonas y tipos de redes.

A continuación, se muestran y describen algunos de los análisis más habituales, realizados en la distribución eléctrica frente al nuevo paradigma.

Estudios de capacidad de la red de distribución

El objetivo de estos análisis es estudiar los problemas de operación, estabilidad, calidad de suministro, protecciones de la red y marcos regulatorios, entre otros, en la red de distribución tal y como se encuentra desplegada en la actualidad, pero enfrentándose a una alta penetración de energías renovables distribuidas y vehículos eléctricos, así como proponer y definir estrategias de mitigación y eliminación de riesgos asociados.

En ellos se evalúa la capacidad de la red; sus niveles de pérdidas; la fiabilidad de la red y la calidad de la energía suministrada. Para ello se plantean todos los escenarios de penetración de recurso distribuido, y se someten a impacto de faltas, escenarios N-1; evaluación de armónicos; teniendo en cuenta las características propias de cada red, y sabiendo que su diseño y necesidades son muy distintos en función de la clasificación de esta.

En la Figura 1 puede verse una imagen de puntos de calor en una red de distribución, que indica lo cercana que se encuentra la red de superar los límites de capacidad en el escenario concreto analizado.

Hojas de ruta

Tras un análisis inicial de la situación de la red, la definición de los escenarios previstos en el horizonte temporal y los objetivos, el desarrollo de una hoja de ruta aporta una planificación de los pasos de alto nivel. La hoja de ruta establece desde la selección de los indicadores de evaluación y fija su seguimiento, pasando por la planificación de los desarrollos e implementaciones, hasta la evaluación final del proyecto. La experiencia de Fundación CIRCE en lo que respecta a hojas de ruta en la red de distribución, ha consistido en la evolución de procedimientos operativos, con el objetivo de alcanzar altos grados de digitalización y automatización de las redes. Dentro de estas experiencias se contemplan desarrollos como:

• Localización de faltas
• Autocicatrización
• Gestión de reconfiguraciones de la red
• Supervisión de la baja tensión
• Gestión de la demanda
• Equilibrado de fases
• Detección de fraudes

Todas estas implementaciones van encaminadas a asegurar la garantía de la estabilidad y la calidad de suministro en los nuevos escenarios previstos.

Herramienta de evaluación técnico-económica

Tal y como se ha comentado, uno de los objetivos del proyecto ALMAGRID es fomentar la aplicación del almacenamiento para aportar servicios de valor añadido a la red y que justifiquen económicamente la necesidad de acometer la inversión relacionada con la implementación de una planta y/o sistema de almacenamiento eléctrico. Para ello se pretende desarrollar una serie de herramientas de evaluación del impacto técnico-económico de la integración de diferentes soluciones de almacenamiento en determinados escenarios y situaciones en la red. El objetivo de estas herramientas es permitir un apoyo a la toma de decisiones sobre la inversión para una adecuada selección de las tecnologías más apropiadas para cada aplicación y su ubicación óptima.

Como pasos previos al desarrollo de las herramientas se ha llevado a cabo un primer análisis de casos de uso o aplicaciones, para determinar cuáles son los que más pueden beneficiarse del uso almacenamiento. Además, se deben identificar los indicadores, o “Key Performance Indicators”, KPIs, que definen dichas aplicaciones y cómo se relacionan con las características intrínsecas de cada sistema de almacenamiento.

Casos de uso propuestos para el estudio

El primer análisis realizado ha sido la identificación de las aplicaciones en las que el almacenamiento podría resultar una buena alternativa, considerando la potencia necesaria para las aplicaciones y el tiempo necesario de descarga de la energía almacenada. En la Figura 2 puede verse una clasificación general.

Además, se ha considerado los rangos de costes normalizados de almacenamiento (LCOS) de las tecnologías de baterías Li-ion, VRB, ZBB y Pb-ácido en función de su uso en algunas aplicaciones. Algunos de estos rangos pueden verse en la Figura 3. LCOS incluye los costes de amortización de inversión, de operación y mantenimiento y de carga y descarga de la batería.

Tras lo cual se ha propuesto analizar las diferentes situaciones en las que el almacenamiento puede ser un apoyo para la operación de la red de distribución:

Gestión de congestiones

Esta aplicación implica el uso de sistemas de almacenamiento para retrasar o evitar inversiones que de otra manera serían necesarias para mantener una capacidad de distribución adecuada para servir la demanda requerida. Este refuerzo de distribución podría ser el reemplazo de un transformador anticuado o sobreexplotado en una subestación o la repotenciación de una línea de distribución con cables más pesados y de mayor capacidad.

Calidad de energía

Esta aplicación tiene como objetivo el proteger a las cargas conectadas eléctricamente aguas abajo del sistema de almacenamiento de eventos de corta duración que podrían afectar y empeorar la calidad de la energía entregada a las cargas del cliente. El sistema de almacenamiento local monitoriza la calidad de la energía entregada a la carga y se carga/descarga según sea necesario para suavizar las perturbaciones. Algunos de estos problemas son los siguientes: variación en la amplitud de la tensión (picos o huecos de tensión, bajadas de tensión de mayor duración…); variaciones de la frecuencia nominal; bajo factor de potencia; presencia de armónicos; interrupciones del servicio, de cualquier duración, desde una fracción de segundo a varios segundos.

Fiabilidad de suministro

Un sistema de almacenamiento puede servir de apoyo a los consumos de un cliente final cuando hay una pérdida total del suministro eléctrico por parte de la distribuidora. Este soporte requiere que el sistema de almacenamiento y las cargas del cliente se aíslen cuando ocurra el fallo aguas arriba de la instalación del cliente y que se reconecten y sincronicen con la red externa cuando el suministro eléctrico se restablezca. Este tiempo puede ser incrementado utilizando sistemas de generación para complementar el suministro de las cargas durante incidencias cuyo tiempo exceda la capacidad del sistema de almacenamiento.

Gestión de la demanda

Esta aplicación se centra en la utilización de los sistemas de almacenamiento del usuario final para reducir sus costes globales de electricidad. Los clientes cargan su almacenamiento durante periodos valle cuando el precio de la electricidad es bajo y lo descargan cuando el precio de la electricidad es elevado. Esta aplicación es similar al arbitraje, aunque en este caso el factor económico viene dictado por la tarifa eléctrica que aplica al cliente, mientras que en el arbitraje el coste considerado es el coste de la energía en el mercado mayorista.

Reducción de los picos de potencia

Los sistemas de almacenamiento pueden ser utilizados por los clientes para reducir los cargos por los registros de potencia pico. Para evitar estos costes, la demanda debe ser reducida durante todo el periodo durante el cual los cargos por potencia consumida son los más altos, lo cual dependerá de la tarifa que aplique al cliente. Para ello, el almacenamiento se carga cuando los precios por energía son más bajos. La energía almacenada se descargará para alimentar a la carga durante los periodos de potencia pico reduciendo por tanto la energía suministrada, y por tanto los cargos aplicables.

Definición de los KPIs para la validación

Se proponen cinco categorías de evaluación para los casos de uso, con sus correspondientes indicadores. Estas categorías y los indicadores propuestos son:

• Impacto de generación y recursos distribuidos en la red de distribución: mejora del perfil de tensión, aumento de la capacidad de integración de recursos distribuidos de la red, reducción de los cortes a la generación renovable, aplazamiento de inversiones en la red, sobrecargas evitadas, reducción de la carga máxima y reducción de las pérdidas de energía.
• Rendimiento del sistema de almacenamiento: eficiencia del almacenamiento en la carga y descarga, número de ciclos de carga, el impacto del uso de la batería en la capacidad de la batería y la disponibilidad del sistema de almacenamiento.
• Usuario final: costes de electricidad reducidos, ratio de autogeneración y ratio de autosuficiencia.
• Emisiones de gases de efecto invernadero: cantidad de emisiones de CO2 evitadas y su correspondiente valor económico.
• Estabilidad y fiabilidad de la red: fiabilidad durante la operación en isla, interrupciones evitadas, distorsión armónica total y mejora en la frecuencia observada del sistema

Herramientas de evaluación

Para realizar la herramienta se utiliza como punto de partida una red de distribución genérica, tipo IEEE, en la que puedan presentarse las situaciones a analizar. Posteriormente esta herramienta deberá adaptarse a la red analizada. La red se modela en el software PowerFactory de DIgSILENT, se realizan las siguientes simulaciones y estudios a través de las herramientas desarrolladas:

1. Generación automática de los escenarios según los grados de penetración de recursos energéticos distribuidos. Los grados de penetración analizados se llevan a cabo según un procedimiento de distribución que permite su adaptación a otras redes y con un perfil inicial que se podrá ajustar posteriormente. Además, se cuantifica el número de periodos con congestión según el grado de penetración.
2. Dimensionamiento del volumen de energía gestionable necesario para solucionar los problemas según el grado de penetración de la generación renovable establecida.
3. Análisis del comportamiento de la red, al tener diferentes grados de almacenamiento distribuido con baterías de diferentes tecnologías, dimensionando sus capacidades de potencia / energía.

Tras estos estudios se plantea realizar un análisis del modelo económico de la instalación de recurso energético distribuido, incluido el almacenamiento, y los ingresos que obtendría en el mercado de acuerdo con las simulaciones realizadas y los escenarios analizados. Se tendrá en cuenta, por un lado, el cálculo del nivel de ingresos necesario para que los elementos de recursos energéticos distribuidos instalados tengan un desempeño económico positivo razonable considerando los costos de instalación y operación. También se calcularán, por otro lado, los costes potenciales evitados que hubieran sido necesarios para prevenir o solventar los problemas de no haber aplicado el almacenamiento.

Por último, se plantea un análisis de sensibilidad de los resultados según el grado de penetración de los recursos distribuidos o según la variación de los precios de los recursos distribuidos y el precio de la energía en el mercado.

Conclusiones

Según avanza la transición energética y aumenta porcentualmente la capacidad instalada de energías renovables, más debe prepararse el sector de la distribución eléctrica y se hace necesario utilizar nuevas tecnologías de almacenamiento que favorezcan la integración de las nuevas energías renovables, reduciendo los efectos de su variabilidad, pero que además apoyen y mejoren la seguridad y calidad del suministro. Llegado el momento de planificar la inversión, es necesario contar con herramientas que aporten información sobre el tipo de tecnología de almacenamiento a utilizar según el uso esperado, o la red concreta sobre la que se quieran aplicar mejoras, y que permita dimensionar y localizar la instalación en el emplazamiento más adecuado. Es por ello, que las herramientas que se han definido y que se encuentran en desarrollo en el proyecto ALMAGRID suponen una gran ayuda para afrontar este escenario, en las diferentes redes en las que se platee el uso de almacenamiento.

Agradecimientos

Los autores quieren expresar su agradecimiento a los centros CIDETEC Energy Storage, Tekniker, ITE y CIRCE acreditados como “Centro de Excelencia Cervera” en relación con el “Desarrollo y optimización de componentes y   sistemas de acumulación energética” recibiendo una ayuda para la Integración de Tecnologías Avanzadas de Almacenamiento de Energía para Aplicaciones de Red (ALMAGRID)” (Expte:  CER-20191006)  a  través  del  Centro  para  el  Desarrollo  Tecnológico  Industrial  (CDTI) dependiente del Ministerio de Ciencia e Innovación.

Referencias

• EPRI Energy Storage Think Tank; 2002; Requisitos de potencia y tiempo de descarga de la energías según las aplicaciones de red
• SANDIA; 2010; Energy Storage for the Electricity Grid: Benefits and Market Potential Assessment Guide.
• DOE/EPRI; 2015; Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA.
• Anuta; 2016; Planning and operating energy storage for maximum technical and financial benefits in electricity distribution networks.
• Real Academia de Ingeniería; 2017; El almacenamiento de energía en la distribución eléctrica del futuro.
• Girón, F. J. Rodríguez, L. Giménez, S. Borroy; 2018, Assessing the contribution of automation to the electric distribution network reliability. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 97 (2018) 120–126.
• Lazard Levelized cost of Storage Analysis. 2019; https://www.lazard.com/perspective/lcoe2019/
• S. Association; Energy Storage Association; https://energystorage.org/
• Proyecto stoRE – Final Publishable Report.
• Proyecto ALMAGRID, 2020; https://www.cidetec.es/es/proyectos/energy-storage-2/almagrid